Performance of Differential Protection Applied to Collector Cables of Offshore Wind Farms with MMC-HVDC Transmission

Resumen Técnico: Desempeño de la Protección Diferencial Aplicada a Cables Colectores de Parques Eólicos Offshore con Transmisión MMC-HVDC

Planteamiento del Problema
La transición global hacia una energía de bajas emisiones de carbono ha acelerado la integración de parques eólicos offshore conectados mediante transmisión de corriente continua de alta tensión basada en Convertidores Multinivel Modulares (MMC-HVDC). Un desafío crítico de protección surge en los cables colectores que conectan las turbinas eólicas con el MMC Offshore (OMMC). A diferencia de las redes tradicionales, ambos terminales de estos cables son suministrados por Recursos Basados en Inversores (IBR). Las estrategias de control de estos IBR limitan activamente las magnitudes de la corriente de falla y alteran sus características, desviándose significamente del comportamiento asumido en los diseños de protección convencionales. Específicamente, muchas estrategias de control suprimen las corrientes de secuencia negativa durante las fallas. Esta supresión puede resultar en corrientes de falla cercanas a cero para ciertos tipos de falla, lo que potencialmente vuelve a los esquemas de protección diferencial convencionales insensibles e incapaces de discriminar de manera confiable entre fallas internas y externas. Si bien la literatura existente reconoce estas limitaciones, a menudo explora escenarios de falla restringidos que no representan plenamente la diversidad de tipos de falla y niveles de resistencia encontrados en la práctica.

Metodología
Para abordar estas brechas, los autores realizaron una evaluación de desempeño exhaustiva utilizando simulaciones de transitorios electromagnéticos en PSCAD/EMTDC. El estudio utilizó un modelo realista de un parque eólico offshore que consiste en dos grupos de 450 MVA de turbinas eólicas de convertidor completo (Tipo 4) conectados a un OMMC mediante cables colectores de 230 kV.

La metodología consistió en:

• Esquemas de Protección: Un análisis comparativo de tres estrategias de protección diferencial:
  1. Diferencial de Fase Convencional (87L): Basada en corrientes de fase.
  2. Diferencial de Secuencia Negativa (87Q): Basada en componentes de secuencia negativa.
  3. Diferencial de Secuencia Cero (87G): Basada en componentes de secuencia cero.
     Todos los esquemas emplearon lógica de restricción porcentual con una pendiente del 50% y un pickup mínimo de 0.3 p.u.
• Escenarios de Control: Se evaluaron dos estrategias de control de OMMC distintas:
  • Control C1: Supresión activa de la corriente de secuencia negativa durante las fallas.
  • Control C2: Priorización de la inyección de corriente de secuencia negativa (sin supresión forzada).
• Escenarios de Falla: El estudio simuló fallas internas en diversas ubicaciones (0% a 100% de la longitud del cable) y fallas externas. Los tipos de falla incluyeron falla monofásica a tierra (AG), falla fase-fase (AB), falla fase-fase-tierra (ABG) y falla trifásica (ABC). Se aplicó un amplio rango de resistencias de falla (0 a 50 Ω dependiendo del tipo de falla).
• Métrica de Análisis: El desempeño se evaluó graficando la corriente de operación ($I_{OP}$) frente a la corriente de restricción ($I_{REST}$) 50 ms después del inicio de la falla para determinar si el relé operaba dentro de la región de seguridad definida.

Resultados Clave
Los resultados de la simulación resaltaron vulnerabilidades significativas en la protección convencional cuando se emplean estrategias de control específicas:

• Impacto de la Supresión de Secuencia Negativa (Control C1):

  • Fallas de Fase a Tierra (AG) y Fase-Fase (AB): Cuando el OMMC y las turbinas eólicas suprimen simultáneamente las corrientes de secuencia negativa (Control C1), el circuito de secuencia negativa se convierte efectivamente en un circuito abierto. Consecuentemente, la corriente de falla es prácticamente nula. Bajo estas condiciones, ni la protección diferencial de fase convencional (87L) ni las de secuencia (87Q, 87G) demostraron la sensibilidad suficiente para operar ante fallas internas, incluso con bajas resistencias de falla.
  • Fallas de Fase-Fase-Tierra (ABG): La presencia de una trayectoria de secuencia cero (dependiente de las configuraciones de los devanados de los transformadores) permitió corrientes de falla no nulas. Sin embargo, incluso con esta trayectoria, el elemento 87Q funcionó de manera insatisfactoria, y los elementos de fase (87L) solo operaron para fallas de baja resistencia. Solo el elemento 87G mostró sensibilidad en todos los niveles de resistencia, aunque su desempeño seguía siendo fuertemente dependiente de la disponibilidad de una trayectoria de secuencia cero.
  • Fallas Trifásicas (ABC): Dado que estas fallas involucran únicamente el circuito de secuencia positiva, la protección diferencial de fase convencional operó satisfactoriamente independientemente de la estrategia de control o la resistencia de la falla.

• Impacto de la No Supresión (Control C2):

  • Cuando el OMMC no suprimió las corrientes de secuencia negativa (Control C2), todos los elementos diferenciales evaluados (87L, 87Q y 87G) operaron con la sensibilidad y selectividad adecuadas para todos los tipos de falla interna y niveles de resistencia.

• Selectividad:

  • Para fallas externas, las cantidades de operación de todos los esquemas diferenciales permanecieron prácticamente nulas en todas las estrategias de control y tipos de falla. Esto indica que los esquemas mantuvieron una alta selectividad y no presentaron disparos espurios para fallas externas, asumiendo condiciones ideales de sincronización y medición.

Significancia y Reivindicaciones
El artículo afirma proporcionar una comprensión conceptual más profunda de los desafíos de protección en redes dominadas por convertidores. Sus principales contribuciones son:

1. Identificación de Vulnerabilidad Crítica: El estudio demuestra que la protección diferencial convencional, históricamente considerada altamente sensible y confiable, puede fallar en la detección de fallas internas en cables colectores offshore si los IBR conectados (tanto turbinas eólicas como OMMC) emplean estrategias de supresión de corriente de secuencia negativa.
2. Limitaciones de los Componentes de Secuencia: Aunque los elementos diferenciales de secuencia negativa y cero ofrecen una sensibilidad mejorada en ciertos contextos, no son una solución universal. Su efectividad depende estrictamente de las estrategias de control de los convertidores y de las configuraciones de los devanados de los transformadores (específicamente la existencia de una trayectoria de secuencia cero).
3. Necesidad de Innovación: Los hallazgos sugieren que, a medida que los sistemas de potencia transicionan hacia topologías dominadas por convertidores, depender únicamente de las funciones de relé convencionales —incluso las diferenciales— puede ser insuficiente. Los autores abogan por el desarrollo de enfoques de protección innovadores y estándares con visión de futuro que consideren las características específicas de la corriente de falla impuestas por las estrategias de control de los IBR.

El artículo concluye que garantizar una protección sensible y selectiva para estas rutas de transmisión críticas requiere ir más allá de los supuestos tradicionales sobre el comportamiento de la corriente de falla, particularmente en escenarios donde la corriente de secuencia negativa es suprimida activamente.